Rappel règlementaire
Le mécanisme de capacité en Italie a été lancé en 2019 : il a été validé le 14 juin 2019 en tant qu’aide d’état par la Commission européenne (State Aid numéro SA.53821) jusqu’à fin 2028 ; ce mécanisme a fait l’objet d’un décret de mise en œuvre du ministre du Développement économique le 28/06/2019. Terna, le Gestionnaire de Réseau de Transport, en a défini les règles après consultation des acteurs, et les premières enchères ont eu lieu en novembre 2019 pour les années de livraison 2022 et 2023.
Le mécanisme de capacité en Italie est un mécanisme Market Wide (qui rémunère toutes les capacités nécessaires au respect des critères de sécurité d’approvisionnement), avec enchères centralisées en pay as clear, des zones de prix en cas de congestions potentielles, des limites d’émissions de CO2.
La disponibilité des capacités est incitée notamment par un dispositif de reliability option précisé ci-dessous.
Les capacités retenues sont rémunérées par une prime fixe annuelle exprimée en Euros/MW/an (payée à échéance mensuelle au cours de l’année de livraison).
Les prix s’établissent par le croisement entre une courbe de demande établie par Terna, et la courbe des offres proposées par les acteurs lors des enchères.
Un prix plafond des offres soumises par les capacités existantes est fixé dans une fourchette allant de 25 000 €/MW/an à 45 000 €/MW/an (33 000 €/MW/an pour les années de livraison 2022 et 2023).
Un prix plafond pour les nouvelles capacités est fixé dans une fourchette allant de 75 000 €/MW/an à 95 000 €/MW/an (75 000 €/MW/an pour les années de livraison 2022 et 2023).
Le dispositif de reliabilityoption adopté par l’Italie se caractérise par une
« obligation de remboursement » : les capacités retenues doivent payer à Terna la différence entre un prix de référence et un strike price prédéterminé, lorsque cette différence est positive, que la capacité soit disponible ou pas à ce moment.
Le prix de référence est fonction du prix de marché day-ahead et du prix de balancing (ajustement) de la zone de prix où se trouve la capacité. Le strike price est fixé au niveau du coût variable horaire standard de la technologie avec les coûts variables les plus élevés (c’est-à-dire la technologie de pointe).
La technologie de pointe choisie par l’Autorité pour les années 2022 et 2023 est le OCGT (TAC à gaz) dont le coût variable de production s’élevait à 125 €/MWh en 2017.
Les nouvelles capacités de production et les capacités de production rénovées ne peuvent participer au mécanisme de capacité que si elles n’émettent pas plus de 550 g de CO2 d’origine fossile par kWh d’électricité. Les capacités de production existantes ne peuvent participer au mécanisme de capacité que si elles n’émettent pas plus de 550 g de CO2 d’origine fossile par kWh d’électricité.
Si cette limite n’est pas respectée, la capacité existante peut participer au mécanisme de capacité si elle s’engage à ne pas émettre plus de 350 kg de CO2 d’origine fossile en moyenne par kWe installé, pour une année de livraison donnée.
Dans le domaine de la production hydroélectrique, le législateur a approuvé le « décret de simplification » (loi du 11 février 2019, n° 12) en matière de réglementation nationale sur les concessions pour les grandes dérivations hydroélectriques. Les nouvelles dispositions concernant l’attribution et les redevances des concessions devront être mises en œuvre dans des lois régionales spécifiques.
À ce jour, seules quelques régions ont approuvé ces lois dont la mise en œuvre nécessite cependant des actes administratifs régionaux (règlements notamment) qui sont en cours.
En Italie, la capacité de production installée d’Edison (hors services d’efficacité énergétique) s’élevait au 31 décembre 2020 à 6,3 GW pour une production nette d’électricité de 18,1 TWh sur l’année 2020, en baisse de près de 12,4 % par rapport à 2019.
Le parc de production actuel d’Edison est composé de 89 centrales hydroélectriques, 14 centrales thermiques, 43 parcs éoliens et 64 centrales photovoltaïques. La production d’électricité est issue pour 72,8 % des CCG, pour 17,7 % de l’hydraulique et pour 9,6 % de l’éolien et autres énergies renouvelables.
L’évolution négative de la production d’Edison est essentiellement affectée par la réduction de la production thermoélectrique (13,2 TWh, - 17,1 % par rapport à 2019), due en partie à une contraction de la consommation au niveau national et en partie à l’arrêt de deux centrales au cours des premiers mois de l’année.
En 2020, la production hydroélectrique d’Edison a été stable par rapport à 2019 à 3,2 TWh, grâce à l’exploitation d’environ 0,9 GW d’installations hydrauliques sur le territoire italien, dont environ 70 MW sont issus d’installations « mini hydroélectriques », certaines d’entre elles étant localisées sur les canaux d’irrigations principalement en Piémont et Lombardie.
La production de l’éolien et des autres énergies renouvelables est de
1,7 TWh (+ 10,6 % par rapport à 2019) en 2020 grâce notamment à l’acquisition des centrales d’EDF EN Italia auprès d’EDF Renouvelables en juillet 2019.
Dans le domaine des énergies renouvelables, avec 1 GW de capacité installée, Edison est le deuxième opérateur éolien sur le marché italien après ERG(1). Edison exploite la production éolienne principalement grâce à E2i (Energie Speciali srl)(2), qui détient environ 680 MW d’actifs renouvelables (au 31 décembre 2020) et dont la totalité de l’énergie produite est cédée à Edison dans le cadre de la gestion intégrée de son portefeuille de production.
En cohérence avec le « Plan national pour l’énergie et le climat » qui soutient le développement de la production électrique à partir de gaz et son intégration avec la production renouvelable, et afin de garantir la flexibilité et la sécurité du système électrique national, Edison a initié en 2019 la construction du premier CCG de nouvelle génération sur le site de la centrale de Marghera Levante (780 MW). En 2020 la construction d’un projet greenfield de 760 MW à Presenzano (en Campanie), utilisant la même technologie, a démarré. Il s’agit de deux installations très flexibles et efficaces (efficacité énergétique de 63 %), à faible impact environnemental (émissions de carbone inférieures de 40 % à la moyenne nationale et réduction de 70 % des émissions d’oxyde d’azote) et dont la production d’énergie devrait démarrer respectivement en 2022 et 2023. Les deux centrales bénéficieraient de la contribution fixe de 75 000 €/MW pendant 15 ans liée au marché de capacité, avec un impact positif sur la volatilité des marges d’Edison, sous réserve du respect des dates de mises en service.
Le rôle stratégique d’Edison dans la transition énergétique en Italie a été reconnu par la Banque Européenne d’Investissements. En 2020, elle a accordé à Edison deux financements à long terme. L’un de 150 millions d’euros pour soutenir la reconstruction du CCG de nouvelle génération de Marghera Levante et le deuxième de 300 millions d’euros (le premier Green Framework Loan en Italie) pour le développement d’un portefeuille de projets dans le domaine de la production renouvelable et des services d’efficacité énergétique.
Sur le plan international, Edison profite d’une présence bien établie en Grèce avec la détention de 50 % de ElpEdison SA qui est l’un des principaux opérateurs d’électricité du pays (les 50 % restants sont détenus par Hellenic Petroleum). ElpEdison dessert 280 000 clients et est propriétaire de deux CCGT : celui de Thessalonique (400 MW) et celui de Thisvi (410 MW) construit par Edison, dont l’électricité est vendue sur le marché des particuliers.
Enfin, à l’étranger Edison détient une participation de 50 % dans la filiale Ibiritermo au Brésil qui exploite un CCG de 226 MW ainsi qu’une participation de 20 % dans la société de production hydroélectrique Kraftwerke en Suisse (626 MW).
(1) Données publiées par l’ANEV (page 11 Brochure ANEV 2020) en considérant les capacités de EDF EN Italia et de E2i.
(2) Société créée en 2014 en partenariat avec le fond F2i qui détient 70 % du capital, les 30 % restants étant détenus indirectement par Edison.
